Liquid Loading Dalam Sumur Gas

Assalamualaikum...

Sahabat petrogirl, pernah denger gak sih Liquid Loading dalam sumur gas? Mungkin buat yang masih awam tentang perminyakan belum pernah denger kali ya..tapi buat petroleum Engineer pasti gak asing lagi donk?... tulisan ini untuk sekedar sharing aja..jadi kalo ada kesalahan n kekurangan,langsung di koreksi aja ya.. J

Buat yang pengen tau yuks sama-sama kita belajar tetntang Liquid loading dalam Sumur gas..

Liquid Loading dalam sumur gas adalah suatu akumulasi cairan dalam sumur gas sebagai akibat dari penurunan kecepatan gas sehingga fasa gas tidak mampu mentransportasikan droplet liquid ke permukaan dan menimbulkan back pressure ke formasi.

 Liquid loading mempunyai pengaruh yang sangat besar terhadap produksi sumur gas, karena apabila akumulasi cairan ini sudah terjadi maka cairan tersebut dapat mematikan sumur, tentunya akan berdampak pada penurunan produksi gas.

Proses terjadinya Liquid loading :

- Tahap 1 : Pada awal komplesi, sumur gas pada umumnya memiliki tekanan reservoir dan laju alir yang masih tinggi, sehingga kecepatan gasnya pun cukup untuk mentransportasikan cairan sampai ke permukaan. Pada tahapan ini, kecepatan gas lebih besar atau sama dengan kecepatan gas minimum yang dibutuhkan untuk mengangkat cairan secara kontinu dari sumur ke permukaan. Gambar (a) memperlihatkan droplet  liquid yang tersuspensi dalam kecepatan gas yang tinggi selama ditransportasikan ke permukaan.

- Tahap 2 : Seiring dengan berjalannya waktu, tekanan reservoir akan berkurang sehingga menurunkan laju alir gas. Karena kecepatan gas berkaitan langsung dengan laju alir gas maka kecepatan gas pun akan menurun. Pertama kecepatan gas turun di bawah kecepatan gas kritis yang diperlukan untuk mengangkat cairan. Kemudian droplet cairan yang tersuspensi dalam fasa gas mulai turun dan terakumulasi di dasar sumur. Hal ini akan menghalangi flow area efektif bagi gas dan mengganggu proses produksi gas. Gambar (b) memperlihatkan bahwa cairan mulai terakumulasi di dasar sumur.

 - Tahap 3 : Seperti yang telah dijelaskan diatas, akumulasi cairan di dasar sumur, seakan-akan membentuk downhole choke, akan menurunkan flow area bagi fasa gas. Karena kecepatan gas berbanding terbalik dengan flow area, maka kecepatan gas akan meningkat. Pengurangan flow area ini akan mengakibatkan pressure drop yang lebih besar melalui kolom akumulasi cairan. Pressure drop tersebut akan terus bertambah sampai tekanan downstream mendapatkan tekanan yang diperlukan untuk mengangkat cairan melalui tubing ke permukaan. Gambar (c) memperlihatkan slug cairan selama terbawa ke permukaan.

- Tahap 4 : Umumnya sebuah sumur akan mengalami siklus bolak-balik antara tahap 2 dan tahap 3. Bagaimanapun, seiring dengan berjalannya waktu, selisih waktu antara slug cairan yang terproduksi di permukaan akan semakin besar. Hal ini terjadi karena bertambahnya waktu yang diperlukan tekanan reservoir untuk mendapatkan tekanan yang diperlukan untuk mendorong slug cairan ke permukaan. Akhirnya, penambahan back  pressure yang semakin mendesak ke formasi oleh akumulasi cairan akan menghalangi energi reservoir, sehingga sumur akan terload up dan mati seperti yang diperlihatkan pada Gambar (d).

Gambar Tahap Liquid Loading

Sumur gas yang telah mengalami problem liquid loading dapat diatasi dengan beberapa metode seperti :

1.      Alternate flow/ Shut-in : Metode ini dilakukan dengan cara menutup sumur gas sementara waktu untuk mem- build up sumur dan kemudian memproduksikannya kembali.

2.      Swabbing : Metode ini dilakukan dengan cara memasang alat penyedot ke bawah permukaan dan mengangkat fluida ke permukaan. Tujuan dari metode ini hanya mengangkat cairan dari lubang sumur sampai energi reservoir mampu menanggulangi head  hidrostatik yang tersisa sehingga dapat mengalir dengan sendirinya.

3.      Beam Pump Units : metode ini dilakukan dengan cara memompakan cairan melalui tubing dan gas diproduksi melalui annulus. Tubing di tempatkan dekat dengan perforasi bagian bawah atau di bawah perforasi. Hal ini mencegah kerusakan akibat gas di dalam pompa.

4.      Plunger Lift : Metode ini menggunakan Plunger baja dengan sebuah katup ditempatkan dalam rangkaian tubing. Pada bagian bawah tubing adalah tempat pembuka dimana gas dan liquid dapat lewat ke dalam tubing. Ketika plunger di tempatkan pada bagian bawah tubing, tubing ditutup dan seluruh produksi melalui annulus. Tekanan casing naik dan energinya tersimpan di dalam annulus untuk menggerakkan plunger dan liquid di atas plunger hingga ke permukaan. Sebuah katup (motor valve) digunakan untuk mengontrol siklus laju alir plunger (di atur oleh waktu, time clock).

5.      Small Tubing String : Tujuan penggunaan rangkain tubing kecil ini adalah mengurangi daerah alir sehingga meningkatkan velocity gas dan liquid terangkat ke permukaan.

6.      Flow Control : Alat ini mirip dengan katup gas lift dengan time control. Alat ini bekerja dengan prinsip intermittent gas lift. Alat kontrol permukaan beroperasi dengan prinsip membiarkan sumur mengalir hingga laju alir gas kritik terjadi kemudian mematikan sumur.

7.      Soap Injection : Tujuan penggunaan foaming agent adalah untuk menciptakan ikatan molekul antara fasa gas dan fasa cair dan untuk menjaga stabilitas foam sehingga akumulasi cairan dapat ditransportasikan ke permukaan dalam bentuk slurry foam. Foaming agent lebih dipilih untuk diaplikasikan pada sumur gas dengan rate produksi air yang rendah.

8.      Gas Lift : Metode gas  lift bisa digunakan secara kontinu maupun intermittent. Tujuan dari metode ini adalah menginjeksikan gas bertekanan tinggi pada titik serendah mungkin untuk menurunkan head hidrostatik diatas titik tersebut dan membuat kecepatan gas mampu mentransportasikan cairan ke permukaan.

9.      Tubing/Nitrogen : Metode ini prinsipnya sama dengan gas lift. Penggunaaan nitrogen harus mendapat perhatian lebih terutama jika tekanan dasar sumur rendah. Tetapi metode ini sangat mahal dan frekuensi untuk melakukan unloading relatif tinggi.

10.  Venting : Melakukan venting pada sumur ke atmosfer merupakan metode yang bisa dipakai untuk melakukan unloading. Metode ini cukup murah dan relatif efektif. Kekurangan dari metode ini biasanya terbentur pada peraturan lingkungan yang melarang venting gas ke atmosfer. Lagi pula ada produksi yang hilang selama proses venting dilakukan. Biaya yang dikenakan untuk metode ini sebesar produksi yang hilang.

Naah...sahabat Pterogirl, gimana udah ada gambaran mengenai Liquid loading dalam sumur gas ? untuk lebih jelasnya silahkan aja cari referensinya di :

1.      Ali, Ghalambor, Boyun Guo.; “A Systematic Approach to Predicting Liquid Loading in Gas Well”, U. of Louisiana di Lafayette, SPE 

   Beggs, Dale. H.; “Gas Production Operations”; Oil and Gas Consultant International. Inc.; OGCI Publication, Tulsa Oklahoma; USA;1995. 

    Brown, Kermit E.; Beggs, Dale. H; “The Technology Of Artificial Lift Methods”; Volume I; Penwell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1980.

4.      Solomon, F.A, Falcone, G,; “Critical Review Exiting Solutions to Predict and Model Liquid Loading in Gas Well”, SPE, Texas A&M University, 2008.

5.      Turner, R.G., M.G Hubbard, and A.E. Dukler. “Analysis and Prediction of Minimum Flow Rate for the continous Removal of liquid from Gas Well”, Journal of Petroleum technology,p.1475, November 1969.

Sumber : Teknik produksi  no TP.06.06 Pertamina